Новые технологии строительства, реконструкции, ремонта и утилизации подводных сооружений (стр. 2 )

Рис. 2.  Вариант предварительного соединения МТС №1

Кроме простоты и низкой стоимости, по сравнению с болтовыми и сварными соединениями, преимуществом данного соединения является исключение появления блуждающих токов возникающих в процессе эксплуатации стандартных трубопроводов, где токи имеют возможность проходить через сварные или болтовые соединения. Данное соединение обеспечивает полную изоляцию соединяемых труб за счет применения креплений, в состав которых входит высокопрочный полимер-диэлектрик.

Включая специальные добавки в состав СС, можно в широких пределах регулировать ее плотность без потери необходимых свойств. Это дает возможность изменять плавучесть трубопровода и обеспечить его надежное затопление без применения дополнительных внешних элементов.

2.2.3. Описание процесса строительства трубопровода из МТС

Строительство трубопровода из МТС происходит по следующей схеме. На береговой линии, в месте начала прокладки подводного участка трубопровода устраивается рабочая площадка для сборки МТС (рисунок 3). Площадка представляет собой выровненную поверхность с каналом для перемещения секций в акваторию.

Рис. 3. Рабочая площадка для сборки МТС

Вдоль канала укладываются несколько МТС, где происходит их соединение одним из описанных выше способом. Далее «плеть» из состыкованных секций перемещается в канал, где стыкуется с ранее собранной «плетью».

Прокладка трубопровода под водой в заданном направлении осуществляется с помощью установленных специальных механизмов, преобразующих энергию волн во вращательное движение. Зацепление элементов механизма с МТС происходит благодаря их гофрированной поверхности (рисунок 4).

Рис. 4. Прокладка трубопровода из МТС

2.2.4. Область применения предлагаемой технологии

морские автономные, мобильные сооружения, надводного и подводного исполнения, для разведочного и эксплуатационного бурения и добычи углеводородов в Арктических условиях; поточное строительство подводных транспортных путей; строительство искусственных плавучих островов (площадью не менее 1 км2), для круглогодичного воспроизводства восполнимых источников энергии: солнечной, ветровой, волновой, водородной и пр.; плавучие автономные сооружения для гуманитарных целей – спасение людей при наступлении тяжелых техногенных и климатических катастроф; подводное и надводное строительство военно-морских баз в открытом море.

2.3. Инновационный эффект от реализации проекта

Арктический шельф представляет собой пока почти не тронутую человеком минерально-сырьевую базу нашей планеты. В арктической зоне содержится около 95% российского природного газа, около 60% нефти.

На данный момент начато освоение месторождения «Приразломное» в Печерском море, - первый опыт страны по разработке шельфового месторождения нефти в Арктике.

При освоении арктической зоны предлагаемая в бизнес-плане технология позволит:

Интенсивно и экономически эффективно вести добычу энергетических, биологических и минеральных ресурсов при минимальном ущербе экобиогидросфере, Минимизировать техногенные и экологические риски.

В результате будут достигнуты следующие эффекты от предлагаемого инновационного проекта:

Экономический: впервые в мире будет доказано на практике, что такая трудоемкая и энергозатратная работа, как демонтаж и утилизация морских платформ, может быть высоко рентабельна – более 100 % . Социальный: будут организованы новые рабочие места (более 100 чел. на одном месторождении), огромные шельфовые территории будут возвращены в общехозяйственный оборот (рыболовство, туризм). Экологический: после демонтажа морских платформ и подводных коммуникаций, а также окончательной пакеровки скважин, значительное ослабление техногенной нагрузки на экосферу региона.

2.4. Описание текущей ситуации

К настоящему времени проведена подготовительная работа и НИОКРы по некоторым из заявленных направлений.

Ремонт и реконструкция подводного трубопровода:

- успешно пройдены этапы: НИОКР, изготовления и испытания опытно-промышленных образцов ремонтных муфт, организовано мелкосерийное производство на арендованных заводских площадях, завершен этап верификации технологии: ресурсные и приемочные испытания, экспертиза промышленной безопасности, сертификация продукта по ГОСТ РФ;

- сертификация предприятия и менеджмента по ИСО 9001-2000, получено «Разрешение на применение» от Ростехнадзора, разработана бизнес-модель трансфера «технологии ремонта», начата подготовка и обучение техперсонала региональной сервисной компании, производящей ремонт подводных нефте - и газопроводов.

Получено четыре патента по данной теме, поданы еще три заявки на патент, получен патент на промобразец «Трубной секции».

Закончено концептуальное проектирование: прочностное моделирование, материальный баланс, разработаны технологические, монтажные схемы, изучены технические требования, ведутся конструкторские работы и дополнительные исследования специальных смесей, разрабатываются методики испытаний, проектируется испытательный гидравлический стенд.

Предлагаемая технология успешно прошла промышленную апробацию на месторождении «Гюнашли», Азербайджан, Баку в 1991-2003 годах. В приложении представлено заключение об использовании данной технологии.

3. Анализ рыночной ситуации

3.1. Перспективы и проблемы технологии подводного строительства трубопроводов

Основные проблемы нефте - и газодобывающей отрасли России заключаются в экстенсивном способе выработки и добычи углеводородов: из множества месторождений выбираются самые крупные с нефтью, обладающей лучшими свойствами. Месторождения, которые залегают на больших глубинах, разрабатываются в последнюю очередь. Таким образом, в трубопроводном строительстве назревает кризис, и предлагаемые инновации в данном бизнес-плане являются первым шагом для выхода из данной ситуации.

Принадлежность магистральных трубопроводов только государственным монополиям затрудняет создание независимого рынка сервисных услуг по их строительству, ремонту, реконструкции, диагностике, мониторингу.

Отсутствие рыночных рычагов управления, открытости в выборе подрядчиков может при худшем сценарии развития событий рано или поздно привести к коллапсу всей трубопроводной системы. В то же время формально существует рынок по капитальному ремонту и реконструкции магистральных трубопроводов. Выбор подрядных организаций по строительству, ремонту, реконструкции магистральных трубопроводов осуществляется на тендерной основе. Однако и эта система несовершенна, закрыта и не отвечает современным требованиям прозрачности и гласности.

По расчетам Института океанологии РАН запасы нефти, добываемой на суше, закончатся примерно через 20 лет. Вероятность того, что к тому времени получат широкое распространение технологии, позволяющие обходиться без этого ресурса, очень мала, поскольку потребуются слишком большие инвестиции. Единственный выход - разработка морских месторождений нефти и газа.

Пока же в Арктике лучше всего изучены Баренцево и Карское моря. Намного хуже дела обстоят в восточной части российского шельфа, где еще остаются «белые пятна». При существующих темпах морских работ потребуется около 120 лет, чтобы покрыть шельфы достаточной сетью исследовательских данных.

Арктический шельф России рассматривается правительством как один из ключевых регионов поддержания и роста добычи нефти, что особенно актуально в условиях стагнации нефтедобычи в основных регионах страны. Для координации освоения шельфа Министерство природных ресурсов РФ разработало государственную «Стратегию изучения и освоения нефтегазового потенциала континентального шельфа РФ до 2020 года, Так, правительство России планирует выделить на разведку месторождений нефти на шельфе порядка 30 млрд. руб., а на их освоение – от 300 млрд. до 3 трлн. руб.

http://www. rg. ru/2006/06/20/oil. html

http://www. finam. ru/analysis/newsitem2666D/default. asp

Площади морских шельфов, находящихся на территории Российской Федерации могут распределиться следующим образом между российскими предприятиями:

Каспийское море – 2000 км - для , ;

Черное море – 2400 км для Южного Потока;

Балтийское море – 1900 км для Северного Потока;

Арктические и Дальневосточные моря – на данный момент десятки тысяч км.

Процентное распределение трубопроводов относительно времени эксплуатации выглядит следующим образом: нефтепроводов, которые находятся в эксплуатации 10-20 лет – 27%, 20-30 лет – 32,4%, свыше нормативного срока (33 года) – 40,6%.

Таким образом, предлагаемая продукция и технология в представленном бизнес-плане будут востребованы на рынке нефте - и газопроводов.

При проектировании и сооружении подводных трубопроводов на объектах континентального шельфа используются самые современные достижения в области морских технологий. Однако, как показывает практика эксплуатации подводных трубопроводов, имеются реальные угрозы их повреждения. Доминирующими причинами аварийных ситуаций являются: коррозия – 50%, механические повреждения вследствие воздействия якорей, тралов, вспомогательных судов и строительных барж – 20% и повреждения, вызванные штормами, размывами дна – 12%.

На рисунке 5 приведена общая статистика аварийности на всех магистральных газо - и нефтепроводах в России за последние 10 лет (по данным Ростехнадзора).

Рис. 5. Динамика аварийности на объектах магистральных нефте - и газопроводах в России (1999 - 2008 гг.)

Как следует из приведенного графика, аварийность на магистральных нефте - и газопроводах в последние годы имеет тенденцию к снижению. Причина этого может быть связана с усовершенствованием процедур частичного ремонта участков трубопроводов. Предлагаемая в бизнес-плане инновационная технология полностью решает проблемы ремонта магистральных нефте - и газопроводов на суше и в водной среде.